Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ ПЛАСТОВ

Изобретение относится к геофизическим методам исследования бурящихся эксплуатационных скважин и может быть использовано для выявления углеводородсодержащих пластов непосредственно по окончании их вскрытия бурением по гамма-каротажу (ГК) в процессе переподготовки скважины.

Известен способ выявления нефтенасыщенных пластов по повышению газопоказаний на устье в буровом растворе. Однако достоверность определения отметок глубины кровли и подошвы пласта низкая. Кроме того, в заводненных пластах газонасыщенность низкая. Применение электрических методов выявления нефтенасыщенных пластов в трещиноватых карбонатных коллекторах малоэффективно. Показания электрокаротажа в большей степени искажены оттеснением пластового флюида фильтратом бурового раствора, особенно в случаях вскрытия обводненных пластов с пониженным пластовым давлением. Использование данных комплекса геофизических исследований, проводившихся на стадии разведки залежи, не отражает реальной характеристики нефтенасыщенности пласта после нескольких лет эксплуатации залежи.

Известен «Способ изучения разреза бурящихся скважин», а.с.№210273 СССР, МКИ 3 Е21В 47/00 / Р.Н.Шахмалиев, А.Р.Исмет, А.Али-Заде. Согласно этому способу газообразный радон вводят в буровой раствор, закачиваемый в скважину. Однако опыт проведения таких работ показал, что газ в процессе циркуляции бурового раствора сосредотачивается на устье скважины и не доходит до забоя скважины. Следовательно, продавить радон через пласты невозможно.

Наиболее близким к предлагаемому является способ оценки характера насыщенности пласта в процессе бурения скважины с помощью радона, описанный в книге В.П.Филиппова «Применение индикаторного метода по радону для изучения нефтенасыщенных пористых сред». - М.: ОАО «ВНИИОНГ» - 2003. - 272 с.

Способ включает закачку в пласт индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном по окончании его проходки. В этом случае проницаемость пласта значительно снижена за счет кольматации призабойной зоны. Основным условием для определения характера нефтенасыщенности пласта является задавливание в исследуемый пласт индикаторной жидкости (ИЖ) в объеме не менее двух объемов порового пространства. Как правило, это невыполнимо вследствие ухудшенной проницаемости призабойной зоны.

Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, состоит в повышении достоверности выявления углеводородсодержащих пластов по результатам гамма-каротажа (ГК), который выполняется в процессе бурения скважины.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе, включающем закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение гамма-каротажа (ГК), закачку индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном осуществляют в процессе их вскрытия бурением, после чего проводят гамма-каротаж (ГК) и по значениям интенсивности гамма-излучения более 50 мкР/час выявляют углеводородсодержащие пласты.

Удельная активность радона в индикаторной жидкости должна быть

0,37-1,0 МБк/м³.

Количественные признаки предела изменения активности радона получены расчетным путем.

Решение этой задачи возможно путем активирования бурового раствора в процессе вскрытия пластов изотопом, имеющим контрастно высокую растворимость в углеводородах по сравнению с водой, например радоном низкой активности (0,37-1,0 МБк/м³). Такой концентрации радона достаточно для того, чтобы гамма-эффекты от углеводородсодержащих пластов открытой пористости 2% были более чем в 1,5 раза выше наибольших значений фоновой гамма-активности по вскрытому участку пласта. Кроме того, применяемая в способе наибольшая удельная активность радона на порядок ниже минимально значимой удельной активности радона в соответствии с нормами радиационной безопасности НРБ-99.

Верхний предел концентрации радона 1 МБк/м³ обусловлен тем, что эта величина не должна превышать минимально значимую удельную активность радона при приготовлении индикаторной жидкости (ИЖ), так как в таком случае не требуется разрешения органов Роспотребнадзора. Кроме того, изменение фоновой гамма-активности против всех пластов, кроме углеводородсодержащих, при этой концентрации не превысит 1 мкР/час, т.е. искажение диаграммы фонового ГК будет незначительным.

Нижний предел 0,37 МБк/м³ обусловлен тем, что против углеводородсодержащего пласта пористостью более 2% и проницаемостью более 1 мД гамма-активность после его вскрытия будет не менее 50 мкР/час.

Во всех известных разрезах скважин, бурящихся на углеводороды, интенсивность фонового гамма-излучения пластов различной литологии не превышает 30 мкР/час. Поэтому пласты, которые на диаграмме фонового гамма-каротажа, проведенного после вскрытия перспективного разреза будут иметь гамма-активность более 50 мкР/час однозначно будут проницаемыми и углеводородсодержащими. Это важно в нашем случае, так как фоновый ГК проводится уже после обработки призабойной зоны индикаторной жидкостью (ИЖ) с радоном.

В процессе вскрытия продуктивного пласта за первые 2-3 суток в поровое пространство пласта в зоне исследований (30-40 см) проникает не менее 5-10 объемов активированной радоном индикаторной жидкости (ИЖ). Такого медленного проникновения индикаторной жидкости (ИЖ) в пласт достаточно, чтобы весь радон перешел в углеводороды, находящиеся в поровом пространстве пласта. Даже если подвижные углеводороды из перового пространства пласта оттесняются, радон сосредотачивается на пленке углеводородов, покрывающей поверхность скелета породы или остаточных неподвижных углеводородов в виде капелек «ганглий», создавая тем самым значимые величины гамма-эффекты. Низкая концентрация радона в индикаторной жидкости (ИЖ), заполняющей поровое пространство водонасыщенного пласта, способствует тому, что гамма-активность пласта не отличается от фоновой. По мере углубления забоя скважины проницаемость первых из вскрытых углеводородсодержащих пластов становится незначительной в результате распада в них радона. Гамма-активность таких пластов приближается к фоновой, не искажая тем самым фоновую гамма-активность при выполнении комплекса ГИС на конечной стадии бурения.

Экономический эффект достигается за счет:

- повышения достоверности выделения углеводородсодержащих пластов;

- сокращения количества испытаний пластов методом ИПТ (испытание пластов на трубах).